République Algérienne Démocratique et Populaire
Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
UNIVERSITE DJILLALI LIABES DE SIDI-BEL-ABBES Faculté de Génie Electrique
Département d'Electrotechnique
Thèse présentée par :
Souag Slimane
Pour l'obtention du diplôme de :
Doctorat 3ème Cycle en Electrotechnique
Option : Réseaux Electriques
Intitulé de la thèse :
Contribution à l'étude de l’analyse des contingences par la méthode
de DC load flow sous LabVIEW
Présentée devant le jury composé de :
Soutenue le : / / 2016
L a b o r a t o i r e d e R e c h e r c h e - I R E C O M
Président Pr. Zidi Sid Ahmed Professeur UDL-Sidi Bel Abbès Directeur de thèse Pr. Benhamida Farid Professeur UDL-Sidi Bel Abbès
Examinateur 1 Pr. Khatir Mohammed MCA UDL-Sidi Bel Abbès
Examinateur 2 Pr. Gherbi Fatima Zohra Professeur UDL-Sidi Bel Abbès Examinateur 3 Pr. Bouzeboudja Hamid Professeur USTOran
III
“Il est bien des choses qui ne paraissent impossibles
que tant qu’on ne les a pas tentées.”
André Gide
Du livre « Si le grain ne meurt »IV
DEDICACE
Je dédie ce travail,
A mes très chers parents qui ont sacrifié leur vie pour
Ma réussite, et pour leurs encouragements. Que dieu les garde
éternellement heureux.
A Ma femme ;
A mon frère et ma sœur
A ma grand-mère que dieu la garde pour nous
A toute la famille SOUAG,
Et mes amis sur les réseaux sociaux
A tous mes amis et mes collègues, et à tous ceux qui
M’ont aidé pour réaliser cette thèse.
V
REMERCIEMENTS
Voici venu le moment où je tiens à exprimer ma gratitude envers tous ceux qui m’ont
aidé et soutenu tout au long de ce travail.
Je remercie en premier lieu le Pr. BENHAMIDA Farid, directeur de cette thèse. Ces
idées, ces conseils et ces critiques m’ont été d’une aide précieuse pour mener ce travail
à bien. Au-delà de l’aspect scientifique de nos discussions, j’ai été particulièrement
sensible à leur qualité humaine, à l’excellent climat relationnel qu’il a su établir entre
nous et au fait de savoir que je pouvais toujours compter sur lui.
Mes remerciements s’adressent également aux membres de mon jury
Mes profonds remerciements à :
L’ensemble des enseignants qui ont participé à ma formation.
Toute la promotion CGRE.
Tous les responsables du département d’électrotechnique à Sidi Bel Abbés.
Tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à l’élaboration de cette thèse.
Un infini remerciement à ma très chère mère, et mon cher père pour tout ce qu’ils ont
fait pour moi.
Je remercie également ma famille et tous mes amis. Surtout Ma grand-mère ainsi que
mon frère et ma sœur.
Je tiens aussi à remercier ma Femme de son soutien moral, et la bonne humeur qu’elle
a su faire partager.
Malheureusement je crains d’oublier de citer certaines personnes ; j’espère qu’elles
ne m’en tiendront pas grief, et je peux leur assurer qu’elles ont une place particulière
dans mon cœur.
VI
PUBLICATIONS ET COMMUNICATIONS
La liste des publications et des communications issue des travaux de cette thèse
Publications :
1. S. Souag, F. Benhamida, “ A virtual instrument for dc power flow solution using LabVIEW
language”, Advances in Electrical and Electronic Engineering, vol. 10, n°2-2012, pp, 68-74,
2012, ISSN: 1804-3119.
2. S. Souag, F. Benhamida, « Résolution de DC power flow par le langage graphique
LabVIEW », Acta Electrotehnica, vol. 53, N°3-2012, pp. 192-198, 2012, ISSN : 1841-3323.
3. S. Souag, F. Benhamida, “Secured Economic Dispatch Algorithm using GSDF Matrix.”
Leonardo Journal of Sciences 01/2014; 13(24):1–14. , ISSN : 1583-0233.
4. S. Souag, F. Benhamida, “A dynamic power system economic dispatch enhancement by wind
integration considering ramping constraint -Application to Algerian power system”
international Journal of Renewable Energy Research, ISSN: 13090127, Volume 5, Issue 3, 2015, Pages 794-805
Communications :
1. S. Souag, F. Benhamida, “DC power flow solution using the graphical language LabVIEW”,
proceeding of 2th International Conference on Information Processing and Electrical Engineering, ICIPEE’12-2012, pp. 148-135 Tebessa, 14 - 16 April 2012.
2. S. Souag, F. Benhamida et F. Z. Gherbi, “Generation Shift Distribution Factor Calculation
using DC Power Flow Solution ”, présenté à la Deuxième Conférence Internationale sur la
Maintenance, la Gestion, la Logistique et l’Electrotechnique (CIMGLE 2012) à ENSET Oran (Algeria), 19-21 Novembre 2012.
3. S. Souag, F. Benhamida, F. Z GHERBI, A. Graa, “ A New Software for Power flow solution
computing using LabVIEW”, the 5th international conference on modeling, simulation and
applied optimization (ICMSAO’13) April 28-30, 2013, Hammamet, TUNISIA .
4. S. Souag, F. Benhamida, Y. Salhi, A. bendaoud , F. Gherbi “Sensitivity factor for power
system security analysis using LabVIEW” DOI: 10.1109/IRSEC.2013.6529671 Conference:
Renewable and Sustainable Energy Conference (IRSEC), 2013 International
5. F. Benhamida, S. Souag, Y. Salhi, A. Graa, A. bendaoud , M. Djahaf “A Fuzzy Logic
controller for reactive power and PQ bus voltage control” DOI:
10.1109/EPECS.2013.6712991 3rd International Conference on: Electric Power and Energy Conversion Systems (EPECS), 2013
VII
RÉSUMÉ
La sécurité des réseaux électriques est une tâche très importante dans les réseaux modernes d’aujourd’hui, vue la complexité de la mission pour sécuriser un réseau électrique coté tension et coté puissance. Pour sauvegarder la stabilité on a étudié plusieurs facteurs dans cette thèse dont l’objectif été focalisé sur la détection et la régulation de la stabilité statique du réseau, l’étude des contingences et leurs impact sur la sécurité du réseau électrique, le dispatching économique qui répond aux exigences sécuritaires avec de nouvelle méthodes plus rapide, et l’impact de l’insertion de la production éolienne sur la sécurité du réseau électrique. Tout en exploitant la rapidité de calcul de l’écoulement de puissance en utilisant le DC load flow.
MOTS CLÉS
Sécurité des réseaux, DC load flow, étude des contingences, dispatching économique sécuritaire, énergie éolienne.
ABSTRACT
The safety of electrical networks is a very important task in modern networks today, given the complexity of secure mission one side mains voltage and rated power. To safeguard the stability we considered several factors in this thesis that the objective was focused on the detection and static stability regulation of the network, the contingency study and its impact on the power grid security, the economic dispatch that respond to the security requirements with new faster methods, and the impact of the integration of wind generation on the safety of the power grid. Exploiting the calculation speed of power flow using the DC load flow.
KEYWORDS
Network security, DC load flow, contingencies study, secure economic dispatch, wind energy.
ةيمهأ تاذ ةمهم يه ةيئابرهكلا تاكبشلا ةملاس
ةغلاب
ةمهم ديقعتل ارظن ،مويلا ةثيدحلا تاكبشلا يف ادج
ت
نيمأ
ةيئابرهكلا ةكبشلا
تقولا سفن يف ةقاطلاو دهجلا بناج نم
رارقتسلاا ىلع ظافحلل .
ةساردب انمق
وع ةدع
يف لما
ميظنتو فشك ىلع زكرت يتلا ةحورطلأا هذه
لاا
رارقتس
تباثلا
ل
،ةكبشل
لا تلااح ةساردو
ع اهريثأتو ئراوط
ىل
نمأ
ةيئابرهكلا تاكبشلا
و ،
عيزوتلا
يداصتقلاا
ةقاطلل
يذلا
ي
ةينملأا تابلطتملا يبل
ب
قرط
ةديدج
سأ
،عر
ريثأتو
جامدا
حايرلا ةقاط
ع
ىل
نمأ
.ةيئابرهكلا ةكبشلا
مادختساب ةقاطلا قفدت باسح ةعرس فيظوت عم
قاط قفدت
رايتلا ة
رمتسملا
.
ةيحاتفملا تاملكلا
تاكبشلا نمأ
،ةيئابرهكلا
رايتلا ةقاط قفدت
،رمتسملا
تلااحلا ةسارد
،ةئراطلا
يداصتقلاا عيزوتلا
لأا
،نم
ةقاط
.حايرلا
VIII
Sommaire
INTRODUCTION ... 1
1. MOTIVATION ... 2
2. L’ORGANISATION DE LA THESE ... 2
3. PRESENTATION DU LOGICIEL LABPOWER ... 3
a. Introduction et mise en forme des données du réseau électrique ... 4
b. Calcul du DC Load Flow ... 5
c. Calcul des facteurs de sensitivité ... 5
d. Calcul de l’écoulement de puissance par la méthode Newton-Raphson ... 6
e. Le contrôle de tension en utilisant la logique floue ... 7
f. Etude de stabilité et le traçage de la courbe PV ... 8
g. Analyse des contingences en utilisant les différentes méthodes ... 9
h. Calcul du dispatching économique ... 10
i. Calcul du dispatching économique dynamique avec contraintes ... 10
j. Calcul du dispatching économique dynamique et statique sécuritaire en prenant en compte les énergies renouvelables et les contingences ... 11
CHAPITRE I ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES ... 12
L’ANALYSE DES CONTINGENCES ... 13
I.1.1 Contingence N-k ... 14
I.1.2 Blackout en cascade ... 15
I.1.3 Sélection de contingence ... 15
I.1.4 L’évaluation de contingence ... 17
L’IMPACT DES CONTINGENCES SUR LA STABILITE DES TENSIONS ... 17
LA STABILITE ET LA CHUTE DE TENSION ... 17
I.3.1 La stabilité de tension ... 17
I.3.2 La chute de tension ... 18
I.3.3 Méthodes d’analyse de stabilité de tension ... 18
I.3.4 La courbe PV... 19
I.3.5 Application de la méthode de continuation au problème d’écoulement de puissance ... 19
TEST ET SIMULATION ... 23
CONCLUSION ... 24
CHAPITRE II L’ECOULEMENT DE PUISSANCE DC ... 25
INTRODUCTION ... 26
CALCUL DE L’ECOULEMENT DE PUISSANCE ... 26
CLASSIFICATION DES VARIABLES ET DES CONTRAINTES DU SYSTEME ... 27
II.3.1 Classification des variables ... 27
II.3.2 Classification des contraintes ... 27
RESOLUTION DU PROBLEME DE L’ECOULEMENT DE PUISSANCE ... 28
II.4.1 Méthode de Newton-Raphson ... 29
LA METHODE DECOUPLEE DE NEWTON ... 31
LE DCLOAD FLOW... 35
CONCLUSION ... 35
CHAPITRE III REGULATION DE TENSION DANS UN RESEAU ELECTRIQUE ... 36
INTRODUCTION ... 37
FONCTION OBJECTIF ... 37
FORME GENERALE DU PROBLEME D'OPTIMISATION ... 37
III.3.1 Contraintes sur les variables dépendantes ... 37
III.3.2 Contraintes sur les variables de contrôle ... 38
III.3.3 Le modèle de transformateur avec régleur en charge ... 38
III.3.4 Calcul de la matrice de sensibilité ... 41
REDUCTION DE NOMBRE DE VARIABLES DE COMMANDE ... 46
III.4.1 Relation entre les variables dépendantes et de contrôle ... 46
III.4.2 L’algorithme de l'action minimale de contrôle ... 48
APPLICATION SUR LE RESEAU ELECTRIQUE ... 50
IX
LA LOGIQUE FLOUE ... 52
III.7.1 Différence entre les contrôleurs FL et conventionnel... 52
III.7.2 Pourquoi utiliser la logique floue ? ... 52
III.7.3 Les fonctions d'appartenances ... 52
III.7.4 Le système d’inférence floue Mamdani ... 53
III.7.5 Les éléments du modèle floue ... 53
MODELISATION FLOUE ... 53
III.8.1 Violation de tension dans un nœud consommateur ... 54
III.8.2 La capacité de commande de contrôleur ... 54
III.8.3 Description de l’entrée/sortie du system floue ... 55
III.8.4 Sortie du contrôleur ... 55
III.8.5 Génération de la base des règles ... 56
L’ALGORITHME DE CONTROLEUR ... 57
TEST ET SIMULATION ... 59
III.10.1 Système test avec fonctionnement normal ... 59
III.10.2 Système test dans le cas de contingence ... 67
CONCLUSION ... 75
CHAPITRE IV LES FACTEURS DE SENSITIVITE ... 76
INTRODUCTION ... 77
IV.1.1 Calcul de la matrice LODF pour la panne d’une ligne ... 77
IV.1.2 Facteur de sensitivité LODF ... 77
FACTEUR DE SENSITIVITE GSDF ... 81
IV.2.1 Introduction ... 81
IV.2.2 Les Facteurs GSDF ... 82
IV.2.3 Algorithme de calcul de la matrice GSDF ... 84
SIMULATION DES SYSTEMES SANS ET AVEC CONTINGENCE... 85
IV.3.1 Exemple 1 : Système IEEE 6 Nœuds ... 85
IV.3.2 Exemple 2 : Système IEEE 14 Nœuds ... 88
IV.3.3 Exemple 3 : Système IEEE 6 Nœuds avec la ligne 1-5 ouverte ... 92
IV.3.4 Exemple 4 : Système IEEE 14 Nœuds avec générateur 2 hors service ... 95
CONCLUSION ... 100
CHAPITRE V DISPATCHING ECONOMIQUE SOUMIS A DES CONTRAINTES DE SECURITE ...101
INTRODUCTION ... 102
FACTEURS AFFECTANT LA SECURITE DE RESEAU ELECTRIQUE ... 105
ANALYSE DES CONTINGENCES :DETECTION DES PROBLEMES DU RESEAU ... 106
APERÇU SUR L'ANALYSE DE LA SECURITE D’UN RESEAU ELECTRIQUE ... 112
LE PROBLEME DU DISPATCHING ECONOMIQUE ... 114
V.5.1 Le dispatching économique en négligeant les pertes et les limites sur les puissances produites... 114
V.5.2 Solution de dispatching économique avec perte... 116
DISPATCHING ECONOMIQUE AVEC DES CONTRAINTES DE SECURITE ... 123
V.6.1 L'algorithme proposé ... 123
V.6.2 Simulation et Résultats ... 124
V.6.3 Test 01 : réseau IEEE 14 ... 124
V.6.4 Discutions des résultats du Test N° 01 ... 129
V.6.5 Test 02 : réseau ALG 114 ... 130
V.6.6 Discutions des résultats du Test N° 02 ... 135
CONCLUSION ... 135
CHAPITRE VIL'IMPACT DE L'ENERGIE EOLIENNE SUR LA SECURITE DU RESEAU ELECTRIQUE ...136
INTRODUCTION ... 137
L’ENERGIE ÉOLIENNE... 137
QUELQUES NOTIONS SUR LE VENT ... 138
VI.3.1 Direction et vitesse de vent ... 138
VI.3.2 Définition de l'énergie éolienne ... 139
INCLUSION D’UNE CENTRALE ÉOLIENNE DANS LE DISPATCHING ÉCONOMIQUE ... 140
VI.4.1 Le réglage mécanique de la puissance du vent ... 141
X
VI.5.1 Introduction ... 142
VI.5.2 Les données du système ... 142
VI.5.3 Application 1 : sans centrale éolienne ... 143
VI.5.4 Application 2 : avec centrale éolienne... 150
VI.5.5 Etude comparative ... 156
CONCLUSION ... 158
CONCLUSION ...159
1. CONCLUSION GENERALE ... 160
2. PERSPECTIVE DE RECHERCHE ... 160
ANNEXE ...161
1. ANNEXE 01 :LES DONNEES DU RESEAU IEEE06: ... 162
2. ANNEXE 02 :LES DONNEES DU RESEAU IEEE14: ... 162
3. ANNEXE 03 :LES DONNEES DU RESEAU ALG114: ... 163
4. ANNEXE 04 :LES DONNEES DU RESEAU IEEE30: ... 169
XI
LISTE DES FIGURES
Figure 1 L'interface graphique du logiciel Labpower programmé sur la Platform LabVIEW ... 3
Figure 2 Interface graphique du logiciel Labpower pour introduire les données ... 4
Figure 3 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul du DC load flow ... 5
Figure 4 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul des facteurs de sensitivité ... 5
Figure 5 Interface graphique du logiciel Labpower qui permet de calculer l'écoulement de puissance par la méthode de Newton-Raphson ... 6
Figure 6 Interface graphique du logiciel Labpower pour la régulation de la tension ... 7
Figure 7 Interface graphique du logiciel Labpower pour l'analyse de stabilité par la courbe PV ... 8
Figure 8 Interface graphique du logiciel Labpower pour l’étude des contingences par les différentes méthodes ... 9
Figure 9 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul du dispatching économique statique ... 10
Figure 10 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul du dispatching économique dynamique avec différentes contraintes ... 10
Figure 11 Interface graphique du logiciel Labpower pour la simulation des différentes contingences et la résolution par le dispatching économiques dynamique et sécuritaire ... 11
Figure 1. 1 Chronologie du blackout Canado-Américain du 14 Août 2003 ... 15
Figure 1. 2 Organigramme de l’analyse de contingence. ... 16
Figure 1. 3 La courbe PV ... 19
Figure 1. 4 Tracé de la courbe PV du réseau IEEE 14 nœuds sans contingence... 23
Figure 1. 5 Tracé de la courbe PV du réseau IEEE 14 nœuds avec contingence (ouverture de la ligne 3-4). . 23
Figure 2. 1 Organigramme de la résolution de l’écoulement de puissance par la méthode Newton-Raphson. 31 Figure 2. 2 L’algorithme de la méthode découplé de Newton-Raphson. ... 34
Figure 2. 3 Caractéristiques de convergence de 3 algorithmes d’écoulement de puissance. ... 34
Figure 3. 1 Représentation d'un transformateur équipé d'un ULTC. ... 39
Figure 3. 2 Organigramme de l'algorithme de l'action minimale de contrôle. ... 49
Figure 3. 3 Système d'inférence floue Mamdani ... 53
Figure 3. 4 Schéma fonctionnel du système flou. ... 53
Figure 3. 5 La fonction d'appartenance pour la violation de tension. ... 55
Figure 3. 6 La fonction d'appartenance de la capacité de contrôle. ... 55
Figure 3. 7 La sortie du contrôleur flou. ... 56
Figure 3. 8 La fonction entrée/sortie du contrôleur flou... 56
Figure 3. 9 Organigramme de la commande floue ... 58
Figure 3. 10 Réseau IEEE14 avec 16 lignes et 3 transformateurs. ... 59
Figure 3. 11 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE14 en utilisant la méthode Newton-Raphson. ... 60
Figure 3. 12 Profil de tension du système IEEE 14nœuds avant l’action de contrôleurs de la logique floue .. 61
Figure 3. 13 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE14 après réglages en utilisant la méthode Newton-Raphson. ... 62
Figure 3. 14 Profil de tension du système IEEE 14nœuds après l’action de contrôleurs de la logique floue .. 62
Figure 3. 15 Réseau IEEE-30 avec 32 lignes et 7 transformateurs. ... 63
Figure 3. 16 Résultat de l’écoulement de puissance du système IEEE-30. ... 64
Figure 3. 17 Profil de tension du système IEEE 30nœuds avant la correction. ... 65
Figure 3. 18 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE30 après correction en utilisant la méthode Newton-Raphson. ... 66
Figure 3. 19 Profil de tension du système IEEE 30 nœuds après correction. ... 67
Figure 3. 20 Réseau IEEE14 avec 16 lignes et 3 transformateurs (la ligne 9-14 ouverte). ... 68
Figure 3. 21 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE14 en utilisant la méthode de Newton-Raphson (la ligne 9-14 ouverte). ... 68
Figure 3. 22 Profil de tension du système IEEE 14nœuds. ... 69
Figure 3. 23 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE14 après réglages. ... 70
Figure 3. 24 Profil de tension du système IEEE 14nœuds après réglages (avec la ligne 9-14 ouverte) ... 70
Figure 3. 25 Réseau IEEE-30 avec la ligne 14-12 ouverte. ... 71
Figure 3. 26 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE-30 avec ligne 14-12 ouverte. ... 72
Figure 3. 27 Profil de tension du système IEEE 30nœuds avec la ligne 14-12 ouverte. ... 73
Figure 3. 28 Résultat de l’écoulement de puissance du system IEEE30 avec la ligne 14-12 ouverte après réglages. ... 74
XII
Figure 3. 29 Profil de tension du système IEEE 30nœuds après réglages. ... 75
Figure 4. 1 Isolation d’une branche par injection des contres puissances. ... 77
Figure 4. 2 Organigramme de l'algorithme de calcul LODF. ... 81
Figure 4. 3 Organigramme de l'algorithme de calcul GSDF ... 85
Figure 4. 4 Résultat de l’écoulement de puissance par la méthode Newton-Raphson du system IEEE 6 nœuds. ... 86
Figure 4. 5 Résultat de l’écoulement de puissance par la méthode DC Power Flow du system IEEE 6 nœuds avec affectation des pertes au nœud 4 comme charge ... 86
Figure 4. 6 L’état de transite de puissance du réseau IEEE 6 nœuds calculée par la méthode de Newton-Raphson ... 87
Figure 4. 7 L’état de transite de puissance du réseau IEEE 6 nœuds calculée par la méthode DC power flow... 87
Figure 4. 8 Comparaison entre les deux profils de transite de puissance calculées par les méthodes DC power flow et Newton-Raphson pour le système IEEE 6 nœuds ... 88
Figure 4. 9 La matrice LODF pour le système IEEE 6 nœuds générée par le logiciel Labpower ... 88
Figure 4. 10 La matrice GSDF pour le système IEEE 6 nœuds généré par le logiciel Labpower ... 88
Figure 4. 11 Résultat de l’écoulement de puissance par la méthode de Newton-Raphson du système IEEE 14 nœuds ... 89
Figure 4. 12 Résultat de l’écoulement de puissance par la méthode DC PF du système IEEE 14 nœuds sans affectation des pertes ... 89
Figure 4. 13 L’état de transite de puissance du réseau IEEE 14 nœuds calculée par la méthode DC power flow ... 90
Figure 4. 14 L’état de transite de puissance du réseau IEEE 14 nœuds calculé par la méthode Newton-Raphson ... 91
Figure 4. 15 Comparaison entre les deux profils de transit de puissance calculés par les méthodes DC power flow et Newton-Raphson pour le système IEEE 14 nœuds ... 91
Figure 4. 16 La matrice LODF pour le système IEEE 14 nœuds ... 92
Figure 4. 17 La matrice GSDF pour le système IEEE 14 nœuds ... 92
Figure 4. 18 Résultat de l’écoulement de puissance du système IEEE 6 nœuds avec la ligne 1-5 ouverte ... 92
Figure 4. 19 DC Power flow du réseau IEEE 6 nœuds avec la ligne 1-5 ouverte et affectation des pertes au nœud 4. ... 93
Figure 4. 20 L’état de transit de puissance calculé par la méthode Newton-Raphson du réseau IEEE 6 nœuds (la ligne 1-5 ouverte) ... 93
Figure 4. 21 L’état de transit de puissance calculé par la méthode DC power flow du réseau IEEE 6 nœuds (la ligne 1-5 ouverte) ... 94
Figure 4. 22 L’état de transit de puissance calculé par la matrice LODF du réseau IEEE 6 nœuds (la ligne 1-5 ouverte) ... 94
Figure 4. 23 Comparaison entre les profils de transit de puissance calculés par les méthodes DC power flow, Newton-Raphson et LODF pour le system IEEE 6 nœuds (la ligne 1-5 ouverte) ... 95
Figure 4. 24 Résultat de l’écoulement de puissance du système IEEE 14 nœuds avec le générateur 2 mis hors service... 96
Figure 4. 25 Résultat de l’écoulement de puissance par la méthode DC PF du system IEEE 14 nœuds et affectation des pertes aux nœuds 3 et 4 comme charge ... 96
Figure 4. 26 L’état de transit de puissance du réseau IEEE 14 nœuds calculée par la méthode Newton-Raphson (avec le générateur 2 mis hors service). ... 97
Figure 4. 27 L’état de transit de puissance du réseau IEEE 14 nœuds calculée par la méthode DC power flow (avec le générateur 2 mis hors service). ... 98
Figure 4. 28 L’état de transite de puissance calculé par la matrice GSDF du réseau IEEE 14 nœuds (avec le générateur 2 mis hors service). ... 99
Figure 4. 29 Comparaison entre les profils de transit de puissances calculés par les méthodes DC power flow, Newton-Raphson et GSDF pour le système IEEE 14 nœuds avec le générateur 2 mis hors service ... 100
Figure 5. 1 Dispatching optimal ... 104
Figure 5. 2 L’état de post-contingence. ... 104
Figure 5. 3 Dispatching sécurisé. ... 104
Figure 5. 4 Post contingence sécurisé ... 105
Figure 5.5 L’écoulement de puissance de réseau à Six- nœuds ... 108
XIII
Figure 5.7 Cas de mis hors service d’un générateur du réseau de six-nœuds. Panne de générateur connecté au
nœud 3 ; la production perdue est reprise par le générateur 1. ... 110
Figure 5.8 Cas de mis hors service d’un générateur du réseau de Six-nœuds. La perte de puissance produite par le générateur3 est reprise par le générateur 1 et le générateur 2. ... 111
Figure 5. 9 Procédure de l’analyse des contingences ... 113
Figure 5. 10 Le modèle du problème de dispatching économique ... 114
Figure 5. 11 Dispatching économique avec mis à jour des facteurs de pénalité. ... 122
Figure 5. 12 L'organigramme de l'algorithme du dispatching économique sécuritaire ... 123
Figure 5. 13 L'écoulement de puissance du réseau IEEE 14 sur Labpower ... 125
Figure 5. 14 Donnée des fonctions cout des générateurs du réseau IEEE 14 utilisé ... 125
Figure 5. 15 Résultats du dispatching économique du réseau IEEE 14. ... 125
Figure 5. 16 Le transit de puissance des lignes du réseau IEEE 14 âpres le dispatching économique ... 126
Figure 5. 17 Dispatching économique sécuritaire du réseau IEEE 14 sans surcharge. ... 126
Figure 5. 18 L'écoulement de puissance du réseau IEEE 14 modifié... 127
Figure 5. 19 L'écoulement de puissance du réseau IEEE 14 modifié âpres le dispatching économique seul. ... 128
Figure 5. 20 L'écoulement de puissance du réseau IEEE 14 modifié âpres le dispatching économique sécuritaire ... 129
Figure 5. 21 Résultats du dispatching économique (non sécuritaire) du réseau IEEE 14 modifié. ... 129
Figure 5. 22 Résultats du dispatching économique sécuritaire du réseau IEEE 14 modifié. ... 129
Figure 5. 23 Les transits de puissance dans les lignes après le dispatching économique non sécurisé ... 132
Figure 5. 24 Les allocations de puissance des générateurs du dispatching économique non sécurisé ... 132
Figure 5. 25 Résultats du dispatching économique non sécurisé du réseau ALG 114 ... 132
Figure 5. 26 Les transits de puissance dans les lignes après le dispatching économique sécurisé ... 134
Figure 5. 27 Les allocations de puissance des générateurs du dispatching économique sécurisé ... 135
Figure 5. 28 Résultats du dispatching économique sécurisé du réseau ALG 114 ... 135
Figure 6.1 Puissance éolienne cumulée dans le monde en MW [41] ... 138
Figure 6.2 Conversion de l'énergie cinétique du vent ... 139
Figure 6. 3 Cartographie des ressources d'énergie éolienne en Algérie [43] ... 140
Figure 6.4 Les prévisions de production éolienne sur une durée de 10 h ... 141
Figure 6.5 Diagramme de la puissance utile en fonction de la vitesse du vent ... 141
Figure 6. 6 Interface graphique de la charge dynamique sur 10 périodes de temps ... 143
Figure 6. 7 Comparaison entre les deux résultats du dispatching économique du réseau ALG 114 sans éolienne avec contrainte de limite de rampe et sans ce dernier avec la courbe de différence. ... 148
Figure 6. 8 Le taux du déficit de puissance des 9 générateurs concerné sur 9 périodes de temps du réseau ALG 114 sans éolienne ... 149
Figure 6. 9 Déficit de puissance total sur les 9 périodes de temps du réseau ALG 114 sans éolienne ... 149
Figure 6. 10 Comparaison entre les deux résultats du dispatching économique du réseau ALG 114 avec éolienne avec contrainte de limite de rampe et sans ce dernier avec la courbe de différence ... 155
Figure 6. 11 Le taux du déficit de puissance des 9 générateurs concernés sur 9 périodes de temps du réseau ALG 114 avec éolienne ... 155
Figure 6. 12 Déficit de puissance total sur les 9 périodes de temps du réseau ALG 114 sans éolienne ... 156
Figure 6. 13 La variation de cout due à l’effet de rampe du DED avec et sans éolienne ... 156
XIV
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 3. 1 Base de règles du contrôleur flou. ... 56
Tableau 3. 2 Les limites des contrôleurs de système IEEE 14 nœud. ... 61
Tableau 3. 3 les valeurs des variations des contrôleurs de système IEEE 14 après réglage. ... 61
Tableau 3. 4 Les pertes de puissances actives et réactives du système IEEE 14 avant et après correction. .... 62
Tableau 3. 5 les limites des contrôleurs de système IEEE 30nœud. ... 65
Tableau 3. 6 les valeurs des contrôleurs de système de nœud IEEE 30après réglage. ... 65
Tableau 3. 7 les pertes du système de puissance IEEE 30 avant et après correction. ... 67
Tableau 3. 8 les limites des contrôleurs de système IEEE 14 nœud. ... 69
Tableau 3. 9 les valeurs des contrôleurs de système de nœud IEEE 14 après réglage. ... 69
Tableau 3. 10 Les pertes du système de puissance IEEE 14 avant et après correction. ... 70
Tableau 3. 11 les limites des contrôleurs de système IEEE 30nœud. ... 73
Tableau 3. 12 Les valeurs des contrôleurs du système IEEE 30 avec la ligne 14-12 ouverte après réglage. ... 73
Tableau 3. 13Les pertes du système de puissance IEEE 30 avant et après correction. ... 74
Tableau 6. 1 Echelle Beaufort. ... 138
Tableau 6. 2 Caractéristique Des 9 Générateur Du Réseau Algérien 114 ... 142
Tableau 6. 3 la puissance demande total dans 10 périodes de temps ... 142
Tableau 6.4 résultats de l'écoulement de puissance du réseau ALG 114 sans éolienne ... 143
Tableau 6. 5 résultats des B-coefficients calculé du réseau ALG 114 sans éolienne ... 146
Tableau 6. 6 résultats du dispatching économique du réseau ALG 114 sans éolienne et sans contrainte de limite de rampe ... 146
Tableau 6. 7 résultats du dispatching économique du réseau ALG 114 sans éolienne et avec contrainte de limite de rampe ... 147
Tableau 6. 8 Caractéristique du central éolien ... 150
Tableau 6. 9 résultats de l'écoulement de puissance du réseau ALG 114 avec inclusion d'éolienne ... 150
Tableau 6. 10 les B-coefficients calculé du réseau ALG 114 avec inclusion de centrale éolienne ... 152
Tableau 6. 11 résultats du dispatching économique du réseau ALG 114 sans contrainte de limite de rampe ... 153
Tableau 6. 12 résultats du dispatching économique du réseau ALG 114 avec contrainte de limite de rampe ... 154
Tableau 6. 13 Bilan de l’amélioration du dispatching économique dynamique par l’intégration d’une éolienne ... 157
XV
NOMENCLATURE
CNk Le nombre de contingence k possible
pour un nombre total de N cap Nombre de compensateur VAR NLF Newton load flow (l’écoulement de
puissance par la méthode de NEWTON J Sous matrice
AC Courant alternatif M Matrice diagonale des marges de régulation
DC Courant continue SIF Le système d'inférence floue SVC Compensateur VAR synchrone KB Base de connaissances ULTC Under-Load Tap Changer (changeur de
prise de transformateur en charge) GSDF
Facteur de sensibilité des lignes par rapport aux générateurs
PV Puissance active-Module de tension LODF Facteur de sensibilité des lignes par rapport aux lignes en panne
IEEE institute of electrical and electronics
engineers F Fonction cout du générateur
P Puissance active λ le coefficient de Lagrange Q Puissance réactive Ploss Les pertes actives
γ Multiplicateur de la charge ℒ Lagrangien
V Module de la tension ᴪ La partie imaginaire d’un nombre θ L’angle de la tension R La partie réelle d’un nombre fλ Dérivé partiel par rapport a λ f La partie imaginaire de la tension
complexe
H La 1ere sous matrice de la jacobienne N Nombre totale des nœuds
N La 2eme sous matrice de la jacobienne N
c Nombre de nœuds de consommation
(charge) J La 3eme sous matrice de la jacobienne N
g Nombre de nœuds de génération
(production)
L La 4eme sous matrice de la jacobienne e La partie réelle de la tension complexe
ek un vecteur avec tous les éléments
égalent à zéro t Régleur en charge du transformateur σ un scalaire qui définit la dimension de
pas u
vecteur colonne des variables de contrôle linéarisées
||t|| la norme euclidienne du vecteur tangent c un vecteur ligne des coefficients de sensibilité
σ0 un scalaire prédéfini x réactance
x vecteur r résistance
η Un élément du vecteur x ε epsilon
∆ La variation de la variable qui la suit B susceptance
y L’admittance a Rapport de transformation
Z L’impédance I Le courant
INTRODUCTION
2
1.
Motivation
L’industrie de l’énergie électrique est en pleine mutation à cause de la dérèglementation et la privatisation. Sa fonction de base est de fournir l’électricité aux clients toute en prenant en charge la production et le transport de cette énergie avec sécurité et d’une manière fiable. Relativement à ces circonstances et à cette ouverture du marché, peu d’attention à étés dirigée vers la question de la sécurité du système électrique. D’où il est essentiel d’équilibrer soigneusement les besoins en puissance de l’offre et la demande dans la présence des perturbations. Il est bien connu que cet équilibre est nécessaire pour maintenir la tension du système, la fréquence et la stabilité du réseau. Cela implique des techniques développées pour maintenir le système en équilibre. Par exemple, quand il y a une panne de générateur, le système peut compenser la puissance perdue s’il y a une réserve tournante suffisante, et a savoir si le nouvel écoulement de puissance ne pose pas de problème de surcharge au niveau des lignes de transport. Les aspects clés de tout cadre de sécurité sont les méthodes d’évaluation de sécurité et un certain type de méthode de répartitions économique du marché pour mettre en œuvre les solutions de sécurité.
La sécurité du réseau électrique est de pouvoir maintenir l’écoulement de la puissance depuis la production jusqu’au client, même sous des perturbations, qui peuvent être petites ou grandes, prévu ou inattendu. D’où la planification du réseau électrique doit atteindre un certain niveau de sécurité. Pour sécuriser le réseau électrique contre les plus grandes perturbations nécessite évidement des modèles plus couteux, par conséquent, les critères de conception sont choisis pour répondre à un niveau de sécurité approprié. Afin de réduire les coupures fréquentes on doit faire un plan de sécurité rigoureux et fiable basé sur des probabilités classé par leur degré de dégâts qu’elles peuvent provoquer.
Trouver des moyens d’évaluer et de sélection des contingences éventuelles du réseau électrique doit être une mission principale et l’important c’est de trouver des solutions économiquement viable et moins couteuse et pourquoi pas de rendre les changements des réseaux d’aujourd’hui par l’intégration des énergies renouvelables dans l’intérêt du réseau électrique et ça sécurité.
2.
L’organisation de la thèse
Le premier chapitre de cette thèse ce concentre sur la définition et la sélection des contingences ainsi que leur impact sur le réseau électrique et sa sécurité. En plus, l’impact des contingences sur la stabilité du réseau électrique par des méthodes de résolution adapté sera abordé.
Le DC load flow est abordé dans le deuxième chapitre afin de déterminer l’acheminement de la puissance transitée dans les lignes électriques rapidement et efficacement suivant un algorithme linéaire et non itératif de l’écoulement de puissance.
Le troisième chapitre se focalise et présente une méthode développée et programmée sous LabVIEW sous forme d’un nouveau logiciel qu’on a nommé Labpower. Dans ce chapitre, on élaborera la régulation de la tension nodale du réseau électrique en utilisant ce programme.
Dans le chapitre quatre, on présente les différentes possibilités de prévoir l’écoulement de puissance d’une façon plus rapide en utilisant les facteurs de sensitivité et les comparaisons entre eux.
Le cinquième chapitre va mettre en application les différents chapitres qui le précédent pour développer un nouveau algorithme qui effectue le dispatching économique sécurisé et qui sera intégré dans le logiciel Labpower.
Le sixième chapitre ce focalise sur l’impact des énergies renouvelable sur la sécurité du réseau qui peut être affecté par les différents types de contingences au niveau technique et économique. L’inclusion d’énergie renouvelable dans le logiciel Labpower va permettre d’analyser les différents scénarios possibles et leurs impacts sur le réseau électrique.
INTRODUCTION
3
3.
Présentation du logiciel Labpower
Labpower (cf. Figure 1) est le nom du logiciel développé dans le cadre de cette thèse, programmé sous la plateforme LabVIEW afin de subvenir à des besoins de calcul cruciaux avec une interface graphique très riche et personnalisable.
Tout au long de ces années de préparation on a pu programmer tous les taches qu’on avait besoin, Labpower permet de faire des calculs et d’analyser les résultats très rapidement.
Les taches du programme sont les suivantes :
INTRODUCTION
4
a. Introduction et mise en forme des données du réseau électrique
L’interface illustrée dans la Figure 2 est destinée à introduire les données du réseau électrique. Il est possible d’exporter à partir de l’interface les données saisies sous différents formats pour des utilisations ultérieurs sur d’autres logiciels.
Le système permet aussi de sauvegarder et vérifier la conformité des données des nœuds et des lignes introduites, et d’importer les donnée à partir des fichiers déjà sauvegarder.
INTRODUCTION
5
b. Calcul du DC Load Flow
Cette interface (cf. Figure 3) permet de calculer le DC load flow directement à partir des données déjà introduites dans l’interface et de les afficher sous forme de deux tableaux distincts, et donne la possibilité d’afficher les puissances actives en système P.U et en MW et enfin d’imprimer des rapports des résultats sous forme HTML pour une utilisation rapide sous Microsoft Word ou d’autres logiciels.
Figure 3 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul du DC load flow
c. Calcul des facteurs de sensitivité
L’interface (cf. Figure 4) est destinée au calcul des facteurs de sensitivité, programmés en utilisant des algorithmes développés dans le cadre de ce projet de thèse (Voir chapitre IV). A travers cette interface, on peut afficher la matrice de sensibilité GSDF (generation shift distribution factor) ou la matrice LODF (line outage distribution factor).
INTRODUCTION
6
d. Calcul de l’écoulement de puissance par la méthode Newton-Raphson
L’écoulement de puissance est calculé dans l’interface de Labpower (cf. Figure 5) en utilisant la méthode de Newton-Raphson. L’algorithme de résolution itérative du problème est développé sous LabVIEW dans le cadre de ce projet de thèse. Cet algorithme permet de résoudre le problème rapidement à partir des données déjà introduites dans l’interface de donnée principale (cf. Figure 2). L’interface donne une vision globale des niveaux des tensions nodales sous forme graphique qui se met à jour automatiquement et permet l’affichage d’un tableau de l’écoulement de puissance active et réactive dans chaque branche ainsi que les pertes dans les branches du réseau électrique.
L’interface de l'écoulement de puissance par la méthode de Newton-Raphson permet également de calculer les B-coefficients à partir des résultats de l’écoulement de puissance pour une utilisation ultérieure dans d’autres taches de ce même logiciel.
L’application permet d’exporter les données et les résultats sous différents formats de fichier pour des utilisations d’analyse ou de rédaction très rapide et efficace.
Figure 5 Interface graphique du logiciel Labpower qui permet de calculer l'écoulement de puissance par la méthode de Newton-Raphson
INTRODUCTION
7
e. Le contrôle de tension en utilisant la logique floue
La régulation de tension est programmée (cf. Figure 6) sous forme d’algorithme basé sur la logique floue pour effectuer des calculs et des régulations complexes du réseau électrique. L’interface peut donner une analyse rapide et claire sur les niveaux de tension à partir des données échangées avec les autres taches d’application du logiciel Labpower. Le problème peut être résolu en seulement quelque secondes de calcul en fonction de la taille du réseau.
INTRODUCTION
8
f. Etude de stabilité et le traçage de la courbe PV
La stabilité abordée dans le premier chapitre de cette thèse est effectuée par l’interface d’analyse de stabilité (courbe PV) (cf. Figure 7), est tracée par la méthode de l’écoulement de puissance continue décrite dans le chapitre I, section 3. L’interface affiche les limites de stabilité de chaque nœud.
INTRODUCTION
9
g. Analyse des contingences en utilisant les différentes méthodes
L’analyse de contingence est un problème complexe suite au nombre important de paramètres intervenant dans le calcul. Dans l’interface dédiée à l’analyse de contingence (cf. Figure 8) du logiciel Labpower, on a essayé de simplifier l’analyse en se basant sur le choix de la méthode d’analyse et le défaut ou la panne qu’on veut analyser. Le programme est conçu de telle façon à échanger les données et les résultats avec les autres taches déjà citées en toute simplicité en quelques secondes de simulation.
Figure 8 Interface graphique du logiciel Labpower pour l’étude des contingences par les différentes méthodes
INTRODUCTION
10
h. Calcul du dispatching économique
Le dispatching économique est un problème très important dans les réseaux modernes ou l’aspect économique rentre dans la gestion du réseau électrique. Le logiciel Labpower prend en charge ce problème à travers l‘interface de la figure 9 qui permet d’échanger les données avec les autres interfaces déjà établis et effectuer le dispatching économique en toute simplicité par la méthode de lambda (voir chapitre V section 5) avec de diffèrent choix de contraintes de calcul.
Figure 9 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul du dispatching économique statique
i. Calcul du dispatching économique dynamique avec contraintes
Le dispatching économique dynamique est une extension du dispatching économique statique qui permet d’introduire la dimension du temps dans le calcul et de simuler d’une façon plus proche le fonctionnement réel du réseau tout en respectant les différentes contraintes et avec l’intégration des énergies renouvelables dans le calcul.
Figure 10 Interface graphique du logiciel Labpower pour le calcul du dispatching économique dynamique avec différentes contraintes
INTRODUCTION
11
j. Calcul du dispatching économique dynamique et statique sécuritaire en
prenant en compte les énergies renouvelables et les contingences
Le problème du dispatching économique dynamique sécuritaire est un problème très complexe, car la résolution de tel problème nécessite presque tous les résultats des autres interfaces. Le programme permet d’organiser leurs exécutions suivant un algorithme présenté au chapitre VI, et programmé dans le logiciel Labpower.
A partir de l’interface, on peut introduire directement les intervalles de temps qu’on veut simuler et les données des générateurs que ce soit générateur conventionnel ou une source renouvelable avec un comportement spécifique.
A travers les résultats affichés sur l’interface, on a une vue générale sur le transit de puissance après le dispatching économique avec les pourcentages de dépassement et les limites de fonctionnement.
Figure 11 Interface graphique du logiciel Labpower pour la simulation des différentes contingences et la résolution par le dispatching économiques dynamique et sécuritaire
CHAPITRE I
ANALYSE ET IMPACT
DES CONTINGENCES
CHAPITRE I : ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES
13
L’Analyse des Contingences
L’analyse des contingences est une tache (programme) exécutée sur des logiciels informatiques afin de mieux gérer les systèmes d’énergie. Elle donne aux opérateurs une indication de ce qui pourrait arriver au système de puissance en cas d’une panne non planifiée d’équipement. En d’autres termes l’application d’analyse de contingence permet à l’opérateur de demander « si » des questions tell que : « quel sera l’état de système si nous avons une panne dans tel ou tel endroit ? » la réponse à cette question pourrait être que l’écoulement de puissance et les tensions du system ce réajustent et de rester dans les limites de fonctionnement acceptables, ou il peut arriver des surcharges sévères et des chutes de tensions de sorte que la survie du system deviens en question. L’utilisation d’une application d’analyse de contingence dans un système de gestion d’énergie électrique est fondée sur l’idée que lorsqu’une panne est prévenue, l’opérateur peut prendre des mesures avant ou après l’événement pour aider le système à éviter des événements d’interruptions. Les contingences typiques d’un réseau de transport sont constituées de pannes telles que la perte des lignes de transport, des transformateurs, ou des générateurs. Les contingences peuvent se présenter sous forme d’une panne d’équipement unique ou sous la forme de multiples pannes. Les causes des pannes des équipements et des courts circuits peuvent être classées comme internes ou externes. Les causes internes découlent de phénomènes tels que la rupture d’un isolateur, surchauffe d’un relais d’action ou tout simplement une opération incorrecte d’un dispositif de relais. Les causes externes résultent de certains effets environnementaux tell que la foudre, les vents violents et les conditions de la glace ou des phénomènes non-météorologiques tels que le contact d’un véhicule ou d’un avion avec l’équipement, ou même un contact humain ou animal direct. Toutes ces causes sont traitées comme des événements aléatoires, imprévues que les opérateurs ne s’attendent pas à se produire, mais pour lesquels les opérateurs doivent être préparés.
Le fait que le système de puissance est conçu pour tenir compte des pannes ne signifie pas que les opérateurs peuvent assumer passivement que le système puisse résister à l'ensemble de ces événements. Il y a une grande différence entre la conception des planificateurs du système et le système réel en exploitation pour fournir de l'énergie. La réalisation peut être retardée ou refusée par les organismes de réglementation, les modes de charge peuvent se déplacer de manière imprévue cependant la perte d’un générateur peut nécessiter l'achat de la puissance et la transmettre sur de longues distances. Le résultat est une situation dans laquelle les opérateurs doivent jouer un rôle actif dans le maintien de la sécurité du système.
La première étape dans ce rôle actif consiste à exécuter le programme d’analyse de contingence à des intervalles de temps suffisamment fréquents pour garantir que les conditions de système n'ont pas changé de manière significative depuis la dernière exécution. Le résultat de l'analyse de contingence est une série d'avertissements ou des alarmes aux opérateurs indiquant par exemple la Réduction de la demande au nœud dans tel ou tel nœud, un ou plusieurs Transformateur en surcharge ou une Chute de tension dans un ou plusieurs nœuds dans le réseau.
Pour obtenir une image précise de la vulnérabilité du système, plusieurs questions doivent être abordées :
Le modèle du système : l’analyse de contingence est réalisée en utilisant un modèle du système de
puissance à l'état d'équilibre ou le modèle d’écoulement de puissance du système. Si la stabilité doit être estimée aussi bien, alors des informations supplémentaires concernant les aspects dynamiques du système doit être ajoutée.
La définition de la contingence : chaque contingence à modéliser doit être spécifiée. La définition la
plus simple la contingence est de nommer un seul composant. Ceci implique que, lorsque le modèle du système est mis en place, cette contingence sera modélisée en enlevant le seul composant spécifié. La définition de la panne a également une importance considérable.
La liste des contingences : généralement les programmes d’analyse de contingence sont conçus pour
CHAPITRE I : ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES
14
La performance : Le temps d’exécution de programme d’analyse de contingence. En général, les
opérateurs de gestion du réseau souhaitent avoir les résultats d'un programme d'analyse de contingence de l'ordre de quelques minutes jusqu'à quinze minutes. En plus et pour que les résultats de l'analyse en cours soient fiables, le modèle de système doit être mis à jour fréquemment.
La modélisation détaillée : Le détail souhaité par la plupart des ingénieurs d'exploitation pour un cas
de contingence est généralement le même que celui utilisé dans l’étude de l’écoulement de puissance. Autrement dit, chaque cas de contingence nécessite un écoulement de puissance totalement convergé qui décrit correctement la charge des transformateurs et l'estimation de chaque charge.
I.1.1
Contingence N-k
Le critère « N-1 » est une notation représentant une contingence simple (élément mis hors services pour maintenance, unité de production en panne non prévue,..., etc.), ou le déclenchement d’un élément suite à un incident, tel qu’un court-circuit triphasé. Une contingence N-k signifie un événement entrainant une perte de k composants (avec k > 1).
La difficulté d’une analyse de contingence N-k réside dans sa nature combinatoire. Le nombre de contingence crédibles peuvent varier selon le niveau d’analyse, nombre d’éléments (N), et le niveau de contingence. Autrement dit, premier niveau de contingence correspond à N-1 ; deuxième niveau de contingence correspond à N-2 et ainsi de suite. Ainsi, le nombre total de risque k peut être donné par CNk pour k= 0, 1, 2,…, N. Ensuite, le nombre total de toutes les contingences possibles,
TCNk, peut être donné par :
0
N
Nk Nk
k
TC C (1.1)
D’où, CNk peut être donné par : ! !( )! Nk N C k N k (1.2)
Par exemple pour un petit réseau de taille N = 100, il y a 4950 N-2 contingences, 161 700 N-3 contingences, 7842450 N-4 contingences, 14304628800 N-5 contingences, et ainsi de suite.
Pour k = 2, ! !( )! Nk N C k N k = 2 100! 4950 2!(100 2)! N C Pour k = 3, ! !( )! Nk N C k N k = 3 100! 161 700 3!(100 3)! N C Pour k = 4, ! !( )! Nk N C k N k = 2 100! 7842450 4!(100 4)! N C Pour k = 5, ! !( )! Nk N C k N k = 2 100! 14304628800 5!(100 5)! N C
Et le nombre total des contingences (k =1, 2, 3, 4, 5) :
5 ( 1,..,5) 0 100 4950 161700 7842450 14304628800 14312638000 Nk k Nk k TC C
Le problème de la grande dimension des données rend presque impossible d’évaluer toutes les combinaisons de contingence dans un temps raisonnable. Généralement l’analyse de contingences est effectuée sur quelques contingences présélectionnées pour un temps de calcul de plusieurs minutes (par exemple, la plupart des contingences N-1 et les N-2 les plus importantes). Dans de nombreux cas, des événements dangereux peuvent être ignorés à cause de leurs faibles probabilités d'occurrence. Cependant, plusieurs contingences se produisent, et leurs conséquences peuvent être
CHAPITRE I : ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES
15 très graves, ce qui motivent l'objectif de l’'analyse des contingences de risque supérieur N-k pour l'évaluation de la sécurité en ligne.
I.1.2
Blackout en cascade
Heureusement que la plupart des processus en cascade sont relativement lent dans les premières étapes qui permet d’effectuer l'analyse de contingence en ligne.
La Figure 1.1 présente la chronologie du blackout Canado-Américain du 14 Août 2003.[1] A l’intervalle initial (entre 15h05 et16h08), il y avait cinq lignes qui ont déclenché successivement, et les gestionnaires de réseau ont eu 27 min, 9 min, 4 min et 29 min (de temps entre deux déclenchements) pour prendre des mesures correctives. Si l'analyse de contingence a été effectuée avec une méthode efficace et des résultats fiables en quelques minutes, les opérateurs de système auraient pu éviter cette panne en cascade. Toutefois, vu le grand nombre d’éléments de réseau (N), l'analyse de contingence du niveau N-5 est très difficile. Les opérateurs de systèmes n'avaient aucune information en ligne suffisante pour effectuer un contrôle préventive ou corrective en vue d'assurer la sécurité du système en cas de panne en cascade dangereuse. Ensuite, l’oscillation du système a augmenté de façon importante que le système n'a pas pu rétablir l’équilibre et se stabiliser. Enfin, le blackout a eu lieu.
Figure 1. 1 Chronologie du blackout Canado-Américain du 14 Août 2003
Par conséquent, il est essentiel d'analyser les contingences qui peuvent provoquer une défaillance en cascade et déterminer les mesures correctives pour prévenir les pannes de manière à assurer la stabilité du système lors de l'étape initiale. C'est important de profiter des intervalles de temps entre les pannes en cascade et évaluer avec précision le système pour fournir des résultats préventifs suffisamment rapides en cas de risques critiques.
I.1.3
Sélection de contingence
Pour un réseau électrique à grande échelle, il existe un nombre important de contingences dangereuses à analyser. En conséquence, il existe deux approches importantes pour l'analyse de contingence en ligne. Tout d'abord, réduire le temps de calcul de l’analyse. Dans ce contexte, de nombreux chercheurs se sont penchés pour traiter ce problème et ont tenté de réduire le temps de calcul en profitant du développement de la technologie informatique tels que le calcul parallèle et distribué. Cependant, dans une certaine mesure, certaines méthodes de calcul existantes ne peuvent satisfaire aux exigences de la grande complexité du système dans l'environnement dérèglementé en raison de la précision et l'exactitude de la modélisation du système ou de la vitesse et de l'efficacité des processus de calcul. D’autres chercheurs ont essayé de créer une sélection de contingences par ordre d’importances et établir une liste réduite de contingences en simplifiant le modèle du système détaillé [2]-[4]. Cette
CHAPITRE I : ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES
16 approche peut réduire le temps de calcul, mais ne peut pas classer les contingences du système d'une façon précise, ce qui peut provoquer de fausses alarmes ou de manquer la détection des contingences dangereuses.
La difficulté de l’analyse de contingence provienne du conflit entre la précision avec laquelle le système est modélisé et la vitesse nécessaires pour modéliser toutes les contingences. Si les risques peuvent être évalués assez rapidement, alors tous les cas mentionnés dans la liste de réserve sont exécutés périodiquement et l’alarmes est signalée aux opérateurs. Cela est possible si le calcul pour chaque cas de contingence peut être réalisé très rapidement ou bien le nombre de contingences qui doit être exécuté est très faible.
Dans le but de trouver des solutions très rapides au réseau de transport, on emploie dans cette étude une sélection de contingence simple et précise. L'idée de base de cette sélection est, quand la panne se produit, et en se basant sur le niveau de la contingence actuelle de système de N-k (k ≥ 1), on exécute une analyse de contingence N-1, qui est en fait une analyse de contingence (N-k) - 1. Les analyses sont toujours basées sur les dernières informations de configuration du système et n’exécutent que l’analyse de contingence N-1. Avec cette stratégie d'analyse, le nombre total de contingences pour l'analyse sera :
Nk
TC N k (1.3)
Apparemment, cette stratégie est très efficace et elle réduit le nombre de calculs et améliore la vitesse d’exécution d'analyse. Si l'intervalle de temps entre le dernier événement et le déclenchement de l'élément suivant est plus long que le temps de l'analyse, l'opérateur de système pourrait avoir assez de temps pour prendre des mesures correctives, ce qui peut réduire la probabilité et la gravité de l'événement suivant ou empêcher un blackout en cascade.
Figure 1. 2 Organigramme de l’analyse de contingence.
Pour les petits ou moyens systèmes, l'analyse fondée sur la stratégie précédente peut être exécutée en une seconde. Avec le suivi continu de la configuration du système, le programme d'analyse peut mettre à jour les données requises à temps et améliore la précision de l'évaluation, ce qui le rend particulièrement adapté à l'évaluation en ligne. La Figure 1.2 présente l'organigramme représentant l'ensemble du processus d'analyse de contingence.
Non
Non Initialisation
Vérification l’état de contingence
Même contingence que la précédente ?
Exécuter l’analyse de contingence Résultats d’analyse Continuer l’exécution d’analyse Fin Oui Oui
CHAPITRE I : ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES
17
I.1.4
L’évaluation de contingence
Il y a deux parties dans l'évaluation de contingence, l’une est l’analyse post contingence et l’autre est l’analyse pré-contingence N-1. Chaque scénario post contingence est évalué afin de détecter les problèmes de fonctionnement et la gravité des violations. Les problèmes de fonctionnement les plus courants sont la surcharge de la ligne, les surcharges des transformateurs et les niveaux de tension inadéquats des nœuds du système. L’analyse N-1 pré-contingence est également effectuée pour identifier les contingences potentiellement nuisibles et réduire le risque de fausses alarmes.
L’évaluation post contingence tout comme l’évaluation pré- contingence N-1 a besoin d’un écoulement de puissance rapide et précis. Un certain nombre d’algorithmes pour l’analyse rapide de contingences tel que la méthode découplée rapide de Newton-Raphson [5] ou des méthodes de localisation [6] sont étudiées par de nombreux chercheurs.
Pour améliorer la précision de l'évaluation, plusieurs techniques de l'écoulement de puissance tels que
Newton load flow (NLF) [7] [8]sont rapportés. Malgré ses qualités évidentes, la méthode NLF
présente des inconvénients tels que le temps de factorisation de la matrice jacobienne. Toutes les méthodes ci-dessus ne sont focalisées que sur l'amélioration des algorithmes de l'écoulement de puissance, cependant, le modèle de charge, qui joue un rôle important dans l'écoulement de puissance, est habituellement négligé.
Si on est absolument sûr que le système de puissance qu’on est en train d’analyser n’est pas en face à des problèmes de tension, il est intéressant à exploiter le DC load flow. Dans le cas contraire, il est absolument inutile d'utiliser le DC load flow, et on a besoin d’une solution AC complète du système pour vérifier les problèmes de tension.
Dans le cas où la solution de l’écoulement de puissance AC ne converge pas, il pourrait être une indication qu’on est au-delà du «point critique » de la courbe PV et donc il n'existe pas de solution de l’écoulement de puissance. Évidemment, il existe d'autres raisons de la non-convergence.
L’impact des contingences sur la stabilité des tensions
Plusieurs théories ont été proposées afin de comprendre le mécanisme de l'instabilité de tension. Il existe plusieurs changements de système qui peuvent entrainer une chute de tension tels que l’augmentation de la charge, les SVC atteignent leurs limites de puissance réactive, l'action de changement de prises des transformateurs (ULTC) "Under-Load Tap Changer", la variation dynamique de la charge, un déclenchement de ligne de transport et la mise hors service d’un générateur. La plupart des changements de système mentionnés ci-dessus ont un effet important sur la production ou le transport de puissance réactive. Pour examiner le problème de la chute de tension, la notion de l'échelle de temps est très importante qui passe de quelques secondes pour les variables d'action rapide tel que les moteurs à induction et les SVC, etc. à des heures pour les variables d’action lente ayant une dynamique à long terme tels que ULTC, l'évolution de la charge, etc.[9]
La Stabilité et la chute de tension
Les termes de stabilité et l'effondrement de tension sont étroitement liés les uns aux autres dans les thèmes de fonctionnement et de contrôle des systèmes de puissance. Dans notre étude nous avons essentiellement utilisé la méthode DC load flow qui donne des résultats directs (rapides) et plus ou moins précis mais pour avoir une bonne précision il faut que le système soit dans la marge de stabilité. Pour cela on doit tester la stabilité du système à travers cette méthode (la courbe PV) qui est développée par les chercheurs (Ricardo Vargas, M.A Arjona et Manuel Carrillo) de l’institut de technologie de Laguna à Mexico [10].
I.3.1
La stabilité de tension
Selon l’IEEE, la stabilité de la tension est définie comme étant la capacité d'un système de puissance de maintenir dans tous les nœuds, des niveaux de tension acceptables dans des conditions normales après une perturbation du système pour un état initial donné [11]. La robustesse d'un système de puissance électrique qui est mesurée par sa capacité à maintenir l'équilibre entre la puissance
CHAPITRE I : ANALYSE ET IMPACT DES CONTINGENCES
18 demandée et la puissance générée. Le système peut être dans un état instable à cause d’une perturbation, d’une augmentation de la puissance demandée, et des changements dans la topologie du réseau, ce qui provoque une chute de tension incontrôlable [11]. L'état instable est généralement dû aux dépassements des limites de fonctionnement des composants du réseau [12], tels que :
Les générateurs : Ils représentent la production de puissance réactive suffisante pour maintenir le
réseau dans des conditions stables en gardant les niveaux de tension normalisées de fonctionnement normal. Toutefois, la puissance produite par une machine est limitée par sa courbe de capacité « capability curve » qui représente une contrainte sur la puissance réactive en raison de limite du courant d’excitation.
Les lignes de transport : c’est une autre contrainte importante sur la stabilité de la tension, et elles
limitent aussi la puissance maximale transportée définie par les limites thermiques.
Les Charges : Elles représentent le troisième élément qui influence la stabilité de la tension ; elles
sont classés en deux catégories : les charges statiques et dynamiques et elles ont un effet sur les profils de tension en cas de production excessive de puissance réactive.
I.3.2
La chute de tension
La chute de tension est un phénomène qui pourrait se présenter dans un réseau électrique à forte demande. Cela peut être présent sous la forme d'une séquence d'événements conjointement avec l'instabilité de la tension qui peut conduire à un blackout ou à un niveau de tension au-dessous des limites de fonctionnement pour une partie importante du réseau [11]. En raison de la nature non linéaire du réseau électrique, et en tant que phénomène lié au réseau, il est nécessaire de recourir à des techniques non linéaires pour l'analyse de la chute de tension [12] et de trouver une solution pour éviter ce phénomène.
Il existe beaucoup de perturbations qui contribuent à la chute de la tension :
Variation de la charge (demande).
Atteindre les limites de puissance réactive des générateurs, des condensateurs synchrones ou des SVC.
Le fonctionnement des changeurs de prises dans les transformateurs (ULTC).
Le déclenchement de lignes de transport, les transformateurs et les générateurs.
La plupart de ces modifications ont un effet significatif sur la production, la consommation et le transport de la puissance réactive. Pour cette raison, il est conseillé de prendre des mesures de contrôle en utilisant des moyens de compensations comme des batteries de condensateurs, les changeurs de prises des transformateurs, nouvelle répartition de la production (Dispatching économique), la régulation secondaire de la tension et le délestage des charges [11].
I.3.3
Méthodes d’analyse de stabilité de tension
Parmi les outils utilisés pour l'analyse de stabilité de la tension, il y a des méthodes basées sur l'analyse dynamique et ceux fondés sur l'analyse statique.
L’Analyse dynamique : Consiste à trouver une solution numérique (simulation) de l'ensemble
d'équations différentielles et algébriques qui modélisent le réseau électrique [11], ce qui est similaire à l’étude transitoires ; cependant, ce genre de simulations a besoin d’un temps de calcul considérable et ne donne pas d'informations sur le degré de sensibilité et de la stabilité.
L'analyse statique : Consiste à trouver une solution de l'ensemble d'équations algébriques qui
représentent le système dans l'état d'équilibre [11], dans le but d'évaluer la faisabilité du point d’équilibre représenté par les conditions de fonctionnement du système et pour trouver la valeur critique de tension . L'avantage de cette méthode par rapport aux techniques d'analyse dynamique c’est qu'elle donne des informations importantes sur la nature du problème et permet d'identifier les facteurs clés pour le problème de l'instabilité. Le tracé de la courbe PV contribue à l'analyse des limites de stabilité de tension d'un réseau électrique dans un scénario avec des variations de charge et
